武 強(qiáng)，王應(yīng)斌，祝春榮，江 濤

(中海石油(中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300452）

歧口凹陷東北環(huán)天然氣成藏條件與勘探領(lǐng)域

武 強(qiáng)，王應(yīng)斌，祝春榮，江 濤

(中海石油(中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300452）

歧口凹陷是渤海灣盆地重要的生氣凹陷，存在石炭—二疊系和古近系沙河街組兩套生氣層系，凹陷東北環(huán)緊鄰歧口凹陷主洼，具備形成大型天然氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。在古近紀(jì)沉積時(shí)期受三個(gè)方向物源的影響，儲(chǔ)蓋組合較發(fā)育，沙河街組的超壓又較好的保存了儲(chǔ)層物性。通過(guò)對(duì)構(gòu)造特征、沉積體系和油氣運(yùn)移條件分析，認(rèn)為凹陷東北環(huán)深層構(gòu)造圈閉、沙壘田凸起西翼傾沒(méi)端地層圈閉和深層巖性圈閉是該區(qū)天然氣勘探的重要領(lǐng)域和方向。

天然氣;超壓;物性;勘探領(lǐng)域;歧口凹陷東北環(huán)

歧口凹陷位于渤海灣盆地西部，是第三紀(jì)以來(lái)形成的大型生油氣凹陷，其西部為孔店隆起，東部為沙壘田凸起，南部為埕寧隆起，北部以新港—海河斷裂帶與北塘凹陷分隔，礦區(qū)現(xiàn)在為中石油大港油田和中海油渤海油田共同占有(圖1）。半個(gè)世紀(jì)的油氣勘探實(shí)踐及成果表明歧口凹陷是渤海灣盆地重要的富油氣凹陷，圍繞該凹陷先后發(fā)現(xiàn)大量油氣，但這些油氣主要集中在凹陷西環(huán)和南環(huán)，歧口凹陷的東環(huán)和北環(huán)雖經(jīng)過(guò)大港油田和渤海油田多輪的勘探研究和實(shí)踐，但一直未有規(guī)模發(fā)現(xiàn)。

歧口凹陷第三系以來(lái)最大沉積厚度超過(guò)10 000 m，其沉降量大，沉積范圍廣，凹陷內(nèi)沉積了古近系沙河街組三段、一段和東營(yíng)組三段等多套烴源巖。歧口凹陷自身的構(gòu)造演化過(guò)程使得凹陷沉積、沉降中線位于凹陷西側(cè)，這使得歧口凹陷東北環(huán)油源條件極為優(yōu)越。歧口凹陷受多期構(gòu)造演化，發(fā)育多期沉積體系，形成豐富的儲(chǔ)集空間，為大中型油氣田的形成提供了充足的地質(zhì)條件。古近系東營(yíng)組到新近系館陶組沉積時(shí)期，凹陷東北環(huán)發(fā)生大規(guī)模火山活動(dòng)，形成區(qū)域性火成巖［1－3］，由于火成巖物性普遍較差，使得油氣難以運(yùn)移至新近系，主要在古近系成藏。近些年大港油田、冀東油田、渤海油田和科麥奇石油公司先后圍繞該區(qū)鉆探多口探井，在古近系東營(yíng)組和沙河街組發(fā)現(xiàn)多層油氣層，初步展示了該區(qū)深層的勘探潛力。從流體類(lèi)型看，已發(fā)現(xiàn)的烴類(lèi)天然氣占有較大比重，天然氣主要分布在3 000 m以下古近系中，凹陷西側(cè)CFD7－X井在東營(yíng)組3 200 m深度獲得日產(chǎn)油121.64 m3、氣285 803 m3的高產(chǎn)工業(yè)油氣流。

圖1 歧口凹陷及圍區(qū)區(qū)域位置Fig.1 Location of Qikou Sag and its outskirts

1 天然氣成藏有利地質(zhì)條件

歧口凹陷是渤海灣盆地重要的富氣凹陷，近些年大港油田先后圍繞歧口凹陷探明天然氣儲(chǔ)量超過(guò)600×108m3，歧口凹陷3 500 m以下深層天然氣勘探也是大港油田的重點(diǎn)目標(biāo)［4，5］。由于歧口凹陷東北環(huán)緊鄰凹陷中心，烴源條件優(yōu)越，古近系到新近系的區(qū)域性火成巖限制了油氣的向上運(yùn)移，這使得該區(qū)的勘探主要以古近系為主。但是由于該區(qū)古近系東二下段頂埋深大多超過(guò)3 000 m，在此條件下天然氣勘探成為該區(qū)古近系深層勘探的重點(diǎn)，從大港油田經(jīng)驗(yàn)看，天然氣勘探深度可達(dá)5 500 m。從成藏條件看，該區(qū)的地質(zhì)情況也十分有利于大型天然氣藏的形成和保存。

1.1 氣源條件

歧口凹陷產(chǎn)氣層系主要包括沙河街組、東營(yíng)組，另外古生界石炭、二疊系的煤系地層也是重要的生氣層系。歧口凹陷的天然氣剩余地質(zhì)資源和剩余可采資源分別占總剩余資源量的62%和70%，在預(yù)測(cè)的天然氣儲(chǔ)量中，歧口凹陷的溶解氣和氣層氣的地質(zhì)儲(chǔ)量分別占全探區(qū)的54%和69%［5］。

歧口凹陷沙河街組沉積厚度巨大，其暗色泥巖厚度最大可達(dá)2 000 m，從沙三段泥巖等厚圖看，暗色泥巖最厚部位即緊鄰凹陷東北環(huán)(圖2）。對(duì)凹陷東北環(huán) CFD7－X井進(jìn)行地化分析，歧口凹陷自2 800 m左右進(jìn)入生烴門(mén)限，總有機(jī)碳含量平均為1.29%，間于 0.87% ～2.08% 之間;干酪根組分以殼質(zhì)組分為主，間于82% ～94%之間，少量的鏡質(zhì)組及惰質(zhì)組，僅個(gè)別樣品中含有腐泥組;從有機(jī)質(zhì)成熟度看，沙河街組烴源巖aaaR－C29S/(S+R）的數(shù)據(jù)間于0.43～0.52之間(圖3），已達(dá)到成熟階段。盆地模擬結(jié)果證實(shí)歧口凹陷烴源巖成熟度較高，在24.6 Ma時(shí)，凹陷深處烴源巖就進(jìn)入了成熟門(mén)限;在5 Ma時(shí)，凹陷全部就進(jìn)入生排烴期，凹陷深處進(jìn)入大量生氣的階段。據(jù)統(tǒng)計(jì)歧口凹陷東北環(huán)聚氣強(qiáng)度可達(dá) 1.29 ×108m3/km2［6］。

圖2 歧口凹陷沙三段暗色泥巖等厚圖Fig.2 Map showing the distribution of dark mudstone in the Sha3 formation，Qikou Sag

圖3 CFD7－X井沙河街組烴源巖成熟度分析Fig.3 Analysis of maturity of source rocks in Shahejie formation of well CFD7－X

古生界煤系地層也是該區(qū)的一套重要生氣層系，但由于海域內(nèi)該套地層埋深極深，超過(guò)10 000 m，因此海域內(nèi)并未鉆遇。從陸地油田鉆探情況看，古生界煤層中殼質(zhì)組平均含量可達(dá)15.03%，太原組殼質(zhì)組平均含量12.1%，是較好的烴源巖，煤成濕氣是重要的天然氣類(lèi)型，且已發(fā)現(xiàn)一定規(guī)模的儲(chǔ)量［5，7］。陸上研究結(jié)果證實(shí)歧口凹陷內(nèi)石炭、二疊系煤系烴源巖發(fā)育，煤層總厚度可達(dá)50～60 m，暗色泥巖累計(jì)厚度100～170 m，現(xiàn)均已達(dá)成熟階段，煤系地層共發(fā)生過(guò)3次重要的生烴作用過(guò)程，最有意義的一次成烴作用發(fā)生在新近紀(jì)，最高相對(duì)生烴量超過(guò) 50 mg/g［8］。

1.2 儲(chǔ)蓋條件

由于歧口凹陷被四大凸起隆起區(qū)包圍，因此其沉積體系復(fù)雜、類(lèi)型豐富，分別受北部燕山物源、西部滄縣物源、南部埕寧物源和東部沙壘田物源的影響［9］。其中凹陷東北環(huán)主要受北部燕山物源和東部沙壘田物源影響，同時(shí)西部的滄縣物源也有一定影響。北部燕山物源影響范圍較廣，主要影響北塘凹陷，部分碎屑物沿著北部斜坡帶被搬運(yùn)到歧口凹陷北次洼沉積。滄縣物源由于離研究區(qū)較遠(yuǎn)，因此影響相對(duì)較小，主要是在東北環(huán)形成濁積扇沉積。沙壘田凸起影響范圍相對(duì)較小，但在古近紀(jì)長(zhǎng)期出露水面，對(duì)于凹陷東北環(huán)是最重要的物源區(qū)。從沉積體系類(lèi)型，該區(qū)古近系主要發(fā)育扇三角洲、濁積扇、辮狀河三角洲、水下扇等多種類(lèi)型。

從沉積體系時(shí)空分布看，沙河街組沉積時(shí)期，湖平面相對(duì)較低，歧口凹陷物源豐富，發(fā)育多個(gè)方向的大型三角洲或扇三角洲沉積體系，且分布范圍較廣。此時(shí)沙壘田凸起大面積出露水面，長(zhǎng)期遭受剝蝕，發(fā)育自東向西的扇三角洲，為凹陷東北環(huán)提供物源。同時(shí)發(fā)育自西側(cè)滄縣隆起的三角洲前緣遠(yuǎn)端及濁積扇也可以到達(dá)本區(qū)［10］，這使得多方向物源疊加，形成復(fù)雜的沉積特征。從鉆探情況看，該區(qū)在沙河街組已鉆遇多套儲(chǔ)層，但儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，因此尋找物性保存條件較好的區(qū)域是凹陷東北環(huán)沙河街組勘探成功的關(guān)鍵。

東營(yíng)組沉積時(shí)期，歧口凹陷東北環(huán)由于緊鄰凹陷中心，水體較深，為半深湖—深湖沉積環(huán)境，西部滄縣物源和北部燕山物源對(duì)該區(qū)的影響主要為遠(yuǎn)岸水下扇沉積體系。此時(shí)沙壘田凸起繼續(xù)遭受剝蝕，發(fā)育扇三角洲沉積體系。在三個(gè)不同方向沉積體系的共同作用下，凹陷東北環(huán)發(fā)育砂泥互層的地層，巖性主要以粉、細(xì)砂巖夾泥巖為主，局部可發(fā)育大套厚層砂巖(圖4）。

圖4 歧口凹陷東北環(huán)巖性對(duì)比剖面ig.4 Lithologic correlation profile in the northeast of Qikou Sag

1.3 超壓條件

近些年隨著歧口凹陷勘探程度越來(lái)越高，勘探難度小、成本低的淺層目標(biāo)已越來(lái)越少。在此情況下，歧口深層成為勘探的主要目的層系，深層的異常超壓就成為不能回避的主題。隨著勘探認(rèn)識(shí)的提高和技術(shù)的進(jìn)步，大港油田近年先后在歧口深層獲得勘探突破，堅(jiān)定了歧口凹陷東北環(huán)深層天然氣勘探的信心。

鉆探結(jié)果證實(shí)歧口凹陷西部超壓頂界面在2 500 m左右，異常壓力結(jié)構(gòu)特征在縱向上分為上部弱超壓和下部超壓雙超壓系統(tǒng)，弱超壓系統(tǒng)主要發(fā)育于東營(yíng)組中、下部，壓力系數(shù)在1.2～1.4之間，超壓系統(tǒng)主要發(fā)育于沙河街組，壓力系數(shù)在1.3～1.6之間，歧深1井沙河街組壓力系數(shù)最大可達(dá)1.7［11］。從凹陷西部鉆探結(jié)果證實(shí)，多口井均鉆遇弱超壓，超壓頂界面與凹陷西部基本相當(dāng)，在2 500 m附近，壓力系數(shù)一般不超過(guò)1.2，屬弱超壓系統(tǒng)。由于凹陷東北環(huán)鉆井?dāng)?shù)量較少，且多未鉆遇超壓層，只能通過(guò)地震層速度分析，從過(guò)研究區(qū)二維測(cè)線層速度看，明顯出現(xiàn)兩個(gè)速度異常帶，2 000 ms(約2 500 m）大致對(duì)應(yīng)凹陷西部的弱超壓系統(tǒng)，2 800 ms(約3 800 m）大致對(duì)應(yīng)凹陷西部的超壓系統(tǒng)(圖5）。

圖5 歧口凹陷東北環(huán)二維地震層速度分析Fig.5 Analysis of 2D seismic horizon velocity in the northeast of Qikou Sag

超壓的存在對(duì)儲(chǔ)層孔隙演化產(chǎn)生了重要影響，往往會(huì)抑制壓實(shí)作用，保留原生孔隙并能產(chǎn)生些次生孔隙，從而使超壓層段儲(chǔ)層物性變好。從凹陷東北環(huán)已鉆井電測(cè)解釋物性看，常壓或弱超壓條件下，深度4 000 m左右物性已降至10%左右，深部物性可能變得更差。但由于深層尤其是沙河街組超壓的存在，使得物性得到較好保存，凹陷中部的歧深1井深度4 000～5 000 m之間儲(chǔ)層物性變化不大，孔隙度一般接近10%，最高可達(dá)20%(圖6）。物性的改善也大大提高了測(cè)試產(chǎn)能，凹陷西北環(huán)探井常壓條件下3 600 m深度測(cè)試幾乎不產(chǎn)液，由于超壓的存在，位于凹陷內(nèi)的港深78井4 200 m獲得日產(chǎn)油540 m3，歧深1井4 800 m以下仍具有日產(chǎn)氣6 576 m3的產(chǎn)能［11］。這說(shuō)明超壓存在下深層天然氣仍具有較高的商業(yè)產(chǎn)能，進(jìn)一步堅(jiān)定了凹陷東北環(huán)尋找優(yōu)質(zhì)天然氣藏的信心。

圖6 歧口凹陷東北環(huán)常壓與超壓條件下孔隙度對(duì)比Fig.6 Porosity contrast under normal and abnormal high pressure in the northeast of Qikou Sag

2 勘探領(lǐng)域和方向

歧口凹陷東北環(huán)天然氣成藏具有埋深較大、晚期成藏、超壓保存等特征，根據(jù)歧口凹陷東北環(huán)地質(zhì)特點(diǎn)及勘探成果證實(shí)，圈閉和儲(chǔ)層是影響該區(qū)天然氣成藏的主要控制因素。從構(gòu)造特征看，該區(qū)主要發(fā)育東西向的斷層，依附于這些斷層在東營(yíng)組和沙河街組形成一系列構(gòu)造圈閉，主要為斷塊和半背斜，圍繞這些圈閉已發(fā)現(xiàn)一定規(guī)模的油氣，但商業(yè)性不大，進(jìn)一步落實(shí)構(gòu)造圈閉是天然氣勘探成功的關(guān)鍵要素。歧口凹陷東北環(huán)古近系普遍埋深較深，物性相對(duì)較差，因此進(jìn)一步落實(shí)和尋找古近系受超壓影響的構(gòu)造圈閉和巖性、地層等隱蔽圈閉是該區(qū)天然氣勘探成功的另一關(guān)鍵要素(圖7）。根據(jù)凹陷構(gòu)造演化和沉積體系展布特征，選定3個(gè)領(lǐng)域?yàn)橹攸c(diǎn)突破方向。

圖7 歧口凹陷東北環(huán)油氣成藏模式Fig.7 Accumulation model in the northeast of Qikou Sag

2.1 凹陷內(nèi)部構(gòu)造圈閉

受凹陷內(nèi)多期次大規(guī)模構(gòu)造活動(dòng)的影響，凹陷內(nèi)發(fā)育多條東西向正斷層，依附于這些斷層，形成一系列長(zhǎng)期繼承性圈閉，整體呈依附于歧北大斷層的正花狀構(gòu)造，圍繞這些圈閉大港油田和渤海油田先后鉆探 H2、BH24、BD1－1、BD2－1等一批探井，在東營(yíng)組、沙河街組鉆遇較好的儲(chǔ)蓋組合，油氣顯示良好，并在BH24井3 400～3 500 m鉆遇兩層氣層，說(shuō)明該區(qū)構(gòu)造圈閉具有較大的勘探潛力，是下一步勘探獲得突破的首選方向。

2.2 沙壘田凸起西翼傾沒(méi)端地層圈閉

沙壘田凸起東西兩翼分別以傾沒(méi)端向渤中凹陷與歧口凹陷過(guò)渡，在斜坡部位發(fā)育一系列地層圈閉，這些地層圈閉普遍具有圈閉規(guī)模大、儲(chǔ)蓋組合好、分布穩(wěn)定等特點(diǎn)。凸起東翼的曹妃甸油氣群已鉆遇傾沒(méi)端斜坡上的東營(yíng)組油藏，該油藏以新生界與太古界之間的不整合面封堵。從西翼地震剖面看，凸起傾沒(méi)端第三系超覆于太古界花崗巖地層之上，形成一系列地層圈閉，且圈閉具有較好的構(gòu)造背景。這類(lèi)目標(biāo)近物源區(qū)，儲(chǔ)蓋配置較好，且處于油氣從凹陷向凸起運(yùn)移上升通道的通道上，具有極其優(yōu)越的成藏條件，因此是下部勘探的重要研究目標(biāo)。

2.3 深層巖性圈閉

受古地貌、物源及水動(dòng)力條件的控制，在沙河街組和東營(yíng)組沉積時(shí)期，在歧口深凹易于發(fā)育灘壩砂體和濁積扇砂體。這些砂體一般是陸源碎屑沉積后再次經(jīng)過(guò)搬運(yùn)沉積形成，成熟度較高，分選性較好，容易形成較好的儲(chǔ)層。且這些砂體緊鄰生油凹陷，被烴源巖包圍，具備形成自生自儲(chǔ)油氣藏的條件。但是由于這些砂體厚度普遍較小，物性普遍較差，因此形成大規(guī)模氣藏的可能性較小，加之海上作業(yè)成本遠(yuǎn)超陸上，因此這類(lèi)目標(biāo)只能作為遠(yuǎn)景潛力，近期內(nèi)鉆探的可能性較小。

3 結(jié)論

(1）歧口凹陷具備古近系沙河街組和石炭—二疊煤系地層兩套生氣層系，生氣資源量巨大，具備形成大型天然氣藏的物質(zhì)基礎(chǔ)。

(2）歧口凹陷東北環(huán)主要受東側(cè)沙壘田凸起物源、西側(cè)滄縣物源和北側(cè)燕山物源三方向物源的共同影響，發(fā)育扇三角洲、濁積扇、辮狀河三角洲、水下扇等多種類(lèi)型沉積體系，發(fā)育較好的儲(chǔ)蓋組合。

(3）歧口凹陷存在雙超壓系統(tǒng)，超壓的存在使得深層物性得到較好保存，大大提高了測(cè)試產(chǎn)能，堅(jiān)定了在凹陷東北環(huán)尋找大中型天然氣藏的信心。

(4）圈閉和儲(chǔ)層是影響凹陷東北環(huán)天然氣成藏的主要控制因素，構(gòu)造圈閉、沙壘田凸起西翼傾沒(méi)端地層圈閉和深層巖性圈閉是該區(qū)重要的勘探領(lǐng)域和方向。

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Accumulation condition and exploration areas of natural gas in the northeast of Qikou Sag

WU Qiang，WANG Yingbin，ZHU Chunrong，JIANG Tao
(Tianjin Branch of CNOOC Limited，Tianjin 300452，China）

Qikou Sag is one of the richest sag in Bohai Bay basin.Two gas-bearing formations include Carboniferous-Permian and Shahejie formation of Paleogene.The northeast of Qikou Sag is near the main depression，so it has the conditions that large natural gas field formed.Also the northeast was affected by several provenance in Paleogene，reservoir-seal assemblage is very developed.Overpressure of the Shahejie formation in the sag protected the property.All the conditions makes the northeast area the most favorable area to prospect natural gas.Based on tectonic，sediment and petroleum migration characteristics，it is believed the structural traps，stratigraphic traps near the west pitching end of Shaleitian uplift and lithologic traps in the deep of the sag are important exploration area of natural gas.

natural gas;overpressure;reservoir property;exploration areas;the northwest of Qikou Sag

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1008－2336.2011.04.043

1008－2336(2011）04－0043－05

2011－06－20;改回日期:2011－06－29

武強(qiáng)，男，1981年生，工程師，碩士，從事石油地質(zhì)綜合研究。E-mail:wuqiang2@cnooc.com.cn。